8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Можно ли повышать плотность бурового раствора находящегося в скважине


Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 13Следующая ⇒
А) Повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора разрешается.
Б) Повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

ФНП ПБ НГП п.218. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами с целью удаления шламовой подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции).

Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?

 

А) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов.
Б) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям, которые устанавливает изготовитель.
В) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям рабочего проекта.

ФНП ПБ НГП п.222. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту

Необходим ли лабораторный анализ цемента для условий предстоящего цементирования колонны?

А) В лабораторном анализе цемента для условий предстоящего цементирования колонны нет необходимости.
Б) Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

ФНП ПБ НГП п.226. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

На какое давление должны опрессовываться нагнетательные трубопроводы для цементирования ствола скважины?

А) В 1,25 раза превышающее максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.
Б) В 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее давление при цементировании скважины.
В) На максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

ФНП ПБ НГП п.239. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается планом работ, разработанным исполнителем тампонажных работ, согласованным буровым подрядчиком и утвержденным пользователем недр (заказчиком).

 

Представители каких организаций включаются в обязательном порядке в комиссию при испытании колонны на герметичность?

А) Представители от заказчика и надзорных органов.
Б) Представители буровой организации и природоохранных организаций.
В) Представители от заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части). 

ФНП ПБ НГП п.245. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).

Кем разрабатываются инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО)?

А) Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросного оборудования (ПВО) разрабатываются заводом-изготовителем.
Б) Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросного оборудования (ПВО) разрабатываются заказчиком (пользователем недр) и согласовываются с Ростехнадзором.
В) Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросного оборудования (ПВО) разрабатываются буровой организацией в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

ФНП ПБ НГП п.250. Буровые организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

 

Кто выбирает тип противовыбросового оборудования и колонной головки, схему установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования?

А) Буровая организация при согласовании с противофонтанной службой.
Б) Заказчик при согласовании с Ростехнадзором.
В) Проектная организация при согласовании с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и заказчиком.

ФНП ПБ НГП п.253. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

 

Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования?

А) Не нормируется.
Б) Для нефтяных скважин:  - с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м; - с газовым фактором более 200 м3/т - не менее 100 м.
В) Для нефтяных скважин: - с газовым фактором менее 300 м3/т - не менее 50 м; - с газовым фактором более 300 м3/т - не менее 200 м.

ФНП ПБ НГП п.254. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.

Длина линий должна быть:

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

 



stydopedya.ru

Б.2.6.(август 2015г.) Тестирование: «Бурение нефтяных и газовых скважин» с ссылками на новые Правила Билет 9

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,  

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете  функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь  вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии  все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз. 
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы,  попадете на главную страницу.
«Главная» -  отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» -  выпадет список разделов, нажав на один из них,  попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

 

 

 

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

  • Первая кнопка выводит форму входа в систему для зарегистрированных пользователей.
  • Вторая кнопка выводит форму обратной связи через нее, Вы можете написать об ошибке или просто связаться с администрацией сайта.
  • Третья кнопка выводит инструкцию, которую Вы читаете. :)
  • Последняя кнопка с изображением книги ( доступна только на билетах) выводит список литературы необходимой для подготовки.
Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

С уважением команда Тестсмарт.

testsmart.ru

Плотность бурового раствора: особенности

Перед тем как приступить к вычислениям плотности буровых растворов, необходимо сначала дать определение этому понятию. Плотность бурового раствора подразумевает под собой соотношение веса к объему. Стандартная единица измерения выражается в граммах на кубический сантиметр или килограммах на кубический метр (г/см³, кг/м³). Для измерения данного параметра служат пикнометры и весы рычажных плотномеров. А в более серьезном бурении применяют специальные ареометры АГ-ЗПП.

Схема приготовления бурового раствора.

Этот аппарат имеет такие составляющие: мерный стакан, поплавок со стрежнем, съемный груз. Измерения производят посредством прикрепленного штифтами стакана к поплавку. Стержень имеет две измерительных шкалы: первая – основная, вторая – поправочная. Вспомогательная шкала используется в том случае, когда работы ведутся с минерализованной водой.

Основной прибор имеет два деления: первое для плотности бурового раствора в диапазоне 900-1700 кг/м³, а второе – 1600-2400 кг/м³. Причем в первом случае груз находится на мерном стакане, а во втором он снят.

Читайте также:

Что такое дололто и как им пользоваться.

В чем особенности конструкции скважины.

Об обезжелезивании воды читайте здесь.

Способ контролировать структуру и свойства бурового раствора

Во время бурения возникает необходимость определения плотности буровых растворов. Для этого уже давно разработан ряд способов и формул.

Схема простейшего приготовления бурового раствора.

Перечень методологий можно найти в РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых раствором» (отечественная регламентация), также можно ориентироваться на разработки американского нефтяного института (API). Но все же во время процесса бурения больше придерживаются и ориентируются на зарубежные стандарты.

Существует два вида исследования составов и свойств бурового раствора: физический и химический. Буровой раствор с физическими показателями – именно плотность относится к этой категории. Для осуществления такой задачи можно применять любую технику, которая имеет измерительную точность вплоть до 0,01 г/см³. Это могут быть и рычажные весы.

Согласно стандартам API, плотность самого бурового раствора измеряют в фунтах на галлон. Популярность применения весов обусловлена тем, что они дают достаточно точные данные и на них никак не сказывается температура окружающей среды. Их погрешность составляет всего 0,9-2,4. г/см³.

Измерительные работы бурового раствора выглядят следующим образом:

  1. Чашка закрывается плотно крышкой, после чего аккуратно заворачивается. В крышке есть специальное отверстие, из которого может выйти излишек раствора.
  2. Далее весы ставят на призму, методом сдвигания бегунка по коромыслу с разметкой достигают равновесия между чашкой и водоноском.
  3. Полученный результат необходимо записать. Причем округлять значения нельзя, параметры следует записывать в точности до последнего грамма. Система измерений будет в виде г/см³.

Калибровка весов: особенности

Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность.

Для того чтобы буровой раствор имел точный показатель, весы для него необходимо калибровать пресной водой. Стандартный показатель плотности воды – 1 г/см³ при температуре в 210°С. Чтобы достичь его, следует свинцовую дробь, которая находится на конце коромысла, прибавить или отнять. Вместо этого можно воспользоваться регулировкой винта, который расположен там же.

Плотность изготовляемого бурового раствора необходимо подбирать, ориентируясь на условия предотвращения потери стабильности горных пород, кристаллизующихся стенок скважины и гидроразрывов. Именно измерение такого параметра обусловливает контроль давления в скважине.

Свойства бурового раствора

Есть пять основных моментов, по которым составляется характеристика раствора:

  • по вязкости;
  • по плотности;
  • по водоотдаче;
  • по химическим свойствам;
  • по содержанию твердых фаз.

Первый показатель влияет на очистку ствола скважины и поддержание барита и твердой фазы во время СПО. Но при высокой вязкости могут возникнуть некоторые проблемы:

Схема оптимизации состава буровых растворов.

  • снизится темп бурения, соответственно, понадобится больше времени, чтобы окончить работу;
  • давление насоса будет повышенным, что приведет к сильным пульсациям в давлении и поршневанию во время СПО;
  • оборудование, которое должно контролировать твердую фазу, может начать давать сбои, что способно привести к поломкам, значит, есть риск потерять время и финансы на ремонт.

От качества вязкости будет зависеть вид потока: ламинарный или турбулентный. Второй момент – плотность бурового раствора.

Контроль удельного веса помогает наблюдать давление пластовых флюидов.

Если это значение будет повышенным, то могут возникнуть неприятности, а именно:

  • снизится скорость проходки;
  • возрастет возможность дифференциального прихвата;
  • может произойти разрыв пласта, значит, потеряется циркуляция во время обсаживания скважины;
  • увеличится цена бурового раствора.

Если присутствует эквивалентная плотность шлама, то проблем с очисткой ствола скважины не возникнет.

Параметр водоотдачи в первую очередь важен для того, чтобы была возможность предотвратить образование корки на фильтрах, что приводит к снижению дифференциального захвата. Для того чтобы он не нарушался, коллекторские свойства пластов желательно контролировать, чтобы показатель водоотдачи в продуктивных слоях оставался при низких значениях.

Дополнительные моменты

Схема блока очистки бурового раствора.

Очень важно помнить и о градиентах величин. При бурении скважины обращают внимание на виды давления (поровое, пластовое, давление гидроразрывов, геостатическое и т.д.), температуру окружающей среды и внутри ствола скважины, минерализацию, электросопротивление и пр. Чтобы все вышеперечисленные параметры удобно было сравнивать, ввели такое понятие, как градиент величины. Он обозначает величину за каждый метр проходки бура.

Современные бригады очень часто сталкиваются с такой проблемой, как путаница величин. Как упоминалось выше, отечественное измерение принято считать 1 г на 1 см³ (кг/м³), а за границей параметры обозначаются в фунтах на галлон. Поэтому при произведении вычислительных соотношений можно очень сильно запутаться.

В буровой деятельности есть такое понятие, как эквивалентная плотность. Оно учитывает дополнительные давления, которые обязательно возникают во время циркуляции бурового раствора или если есть устьевое давление. Более конкретно оно обозначает, какое давление действует в определенной точке потока и каково его соотношение к глубине.

Итак, специфических формул для вычисления плотности бурового раствора не существует. Для облегчения и решения такой задачи есть специальные инструменты. Но при солидных работах об этом всегда заботятся заранее.

moyaskvazhina.ru

Какие ограничения предусмотрены для перфорации обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе проводки ствола скважины?

А) Запрещается перфорация обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора.

ФНП ПБ НГП п.187. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора.

 

79. Консервация скважин в процессе бурения осуществляется в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Предусмотрены ли Правилами дополнительные работы при консервации скважин в процессе бурения кроме требований Инструкции?

ФНП ПБ НГП п.17. Пользователь недр должен разработать инструкцию по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин, и согласовать ее с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

С какой периодичностью проводится профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования)?

А) Буровая бригада проводит профилактический осмотр ежесменно с записью в журнале проверки оборудования.

ФНП ПБ НГП п.201. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования) с записью в журнале проверки оборудования.

Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?

А) Повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

ФНП ПБ НГП п.218. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами с целью удаления шламовой подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции).



Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?

 

А) Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям рабочего проекта.

ФНП ПБ НГП п.222. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту

Необходим ли лабораторный анализ цемента для условий предстоящего цементирования колонны?

А) Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

ФНП ПБ НГП п.226. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

На какое давление должны опрессовываться нагнетательные трубопроводы для цементирования ствола скважины?

А) В 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее давление при цементировании скважины.

ФНП ПБ НГП п.239. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается планом работ, разработанным исполнителем тампонажных работ, согласованным буровым подрядчиком и утвержденным пользователем недр (заказчиком).

 

cyberpedia.su

Практическое занятие №4 Расчеты при изменении плотности бурового раствора.

4.1. Материалы для повышения плотности

Статическое давление, создаваемое буровым раствором на стенки скважины, должно быть несколько больше пластового давления, для того, чтобы предотвратить газонефтепроявления (исключение составляет бурение при сбалансированном давлении, которое подробно дается в курсе лекций).

В то же время, давление бурового раствора не должно превышать давления поглощения или разрыва пластов, ибо в противном случае неизбежно возникновение поглощения. Это условие можно выразить следующим образом:

Кn > ρо > Ка , (4.1)

где ρо - относительная плотность бурового раствора, равная отношению плотности этого раствора к плотности пресной воды.

Плотность, часто являющаяся определяющим фактором при выборе циркуляционного агента, может колебаться от плотности воздуха до плотности, более чем 2,5 раза превышающей плотность воды.

Для повышения плотности буровых растворов пригодны различные мелко измельченные твердые материалы (табл.4.1).

Таблица 4.1 - Материалы, используемые для повышения плотности буровых растворов

Материал

Главный компонент

Плотность, кг/м3

Твердость по шкале Мооса

Галанит

PbS

7400-7700

2,5-2,7

Гепатит

Fe203

4900-5300

5,5-6,5

Магнетит

Fe304

5000-5200

5,5-6,5

Оксид железа (искусственный)

Fe203

4700

-

Ильменит

PeОТЮ2

4500-5100

5-6

Сидерит

FeCO3

3700-3900

3,5-4,0

Целестит

rSO4

3700-3900

3,0-3,5

Кальцит

CaCO3

2600-2800

3,0

Мел

-

2500-2700

3,0

Совершенно ясно, что плотность утяжелителя имеет определяющее значение при его выборе, особенно для буровых растворов очень высокой плотности. Часть объема, которую занимает добавляемое твердое вещество, является одним из главных факторов, ограничивающих его использование. На рис.2 показано влияние плотности утяжеляющего материала на его содержание в утяжеленных растворах. Например, для получения плотности бурового раствора 2250 кг/м3 объемная доля утяжелителя плотностью 4200 кг/м3 должна составить 39,5% по сравнению с 30% при использовании утяжелителя плотностью 5200 кг/м3.

На выбор вещества в качестве утяжелителя помимо химической инертности и плотности, влияет еще ряд факторов. Прежде всего требуется, чтобы это вещество имелось в больших количествах. Оно должно легко измельчатся до нужного гранулометрического состава и быть сравнительно неабразивным, а также иметь умеренную стоимость, не причинять вреда буровой бригаде и окружающей среде. С учетом всех этих факторов для повышения плотности буровых растворов в США стали пользоваться исключительно баритом.

Буровые растворы, приготовленные из наиболее распространенных глин, имеют плотность 1150 – 1250 кг/м3 . Если использовать бентониты, то можно приготовить раствор с плотностью 1050 ÷1080 кг/м3. В объединении «Татнефть» для приготовления растворов используют грубодисперсную «комовую» биклянскую глину. Глины некоторых типов (нефтеабатская в Средней Азии, лепрозорская в Краснодарском крае, чесноковская в Оренбургской области и др.) обеспечивают получение бурового раствора плотностью 1400÷ 1450 кг/м3 без применения специальных утяжелителей. В остальных случаях, когда необходим раствор с более высокой плотностью, используют добавки инертных порошкообразных материалов – утяжелителей. Однако, нужно помнить, что основное назначение глины – создание структурно – механических свойств. Причем нужно подбирать компоненты бурового раствора таким образом, чтобы получить минимальное содержание твердой фазы.

Утяжелители, используемые в нефтяной и газовой промышленности, в зависимости от плотности подразделяют на три группы.

Первая группа – ρ = 3000 кг/м3. К ней относятся материалы низкой плотности (2600÷2900 кг/м3) со сравнительно невысокой гидрофильностью. Это малоколлоидные глины, мергели, мел, известняки и др. Вследствие инертности они могут быть введены в раствор в больших количествах, чем глины плотностью до 1700 кг/м3, но при этом получается высокое содержание твердой фазы, что отрицательно сказывается на эффективности бурения, регулируемости параметров растворов и приводит к перерасходу химических реагентов. На практике с помощью утяжелителей этой группы увеличивают плотность раствора до 1400÷ 1500 кг/м3 при нормальных остальных параметрах. Как показал опыт, выгоднее даже при небольшом утяжелении добавлять небольшие количества высококачественного утяжелителя, чем большое количество низкосортного или малоколлоидные глины.

Вторая группа – ρ= 3800÷5000 кг/м3 . К ней относятся барит и железистые утяжелители.Барит (ВаSО4) – минерал белого цвета, который в чистом виде (без примесей) имеет плотность 4480 кг/м3, невысокую твердость (3÷ 3,5 по шкале Мооса) и малую абразивность. В нашей стране применяют преимущественно баритовые концентраты производства обогатительных фабрик цветной металлургии и в небольшом количестве баритовые руды. Качество флотационных баритовых концентратов ниже, чем жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд. Это объясняется тем, что во флотационном барите содержатся вредные примеси флотореагентов, ухудшающие смачивание его в буровом растворе и вспенивающие раствор, а также водорастворимые соли, тонкодисперсные и глинистые частицы.

Гематит (Fе2О3) – один из главных железных руд вишнево – красного цвета. Плотность его до 5300 кг/м3 (без примесей), твердость высокая (5,5÷ 6,0 по шкале Мооса) и высокая абразивность. Применение его ограничено.

Магнетит (FеО · Fе2О3) – представляет собой двойной окисел с содержанием FеО до 31%. Он мало отличается от гематита по твердости и плотности, но обладает магнитными свойствами. Применение магнетита ограничено.

Третья группа -ρ = 6000÷ 7000 кг/м3 и более. К ним относятся ферромарганец, феррофосфор, ферросилиций, но они не получили применения из-за гидротермического разложения железных сплавов с образованием токсичных и взрывчатых продуктов.

Высокие степени утяжеления обеспечивают концентраты свинцовых руд, а также железисто – мышьяковые руды, при добавлении которых можно получить раствор плотностью 3800 кг/м3. Вводить эти утяжелители следует в раствор плотностью 2200 кг/м3 и выше. В ряде районов при бурении скважин, а также при ликвидации нефтегазоводопроявлений необходимы буровые растворы плотностью 2700 ÷3000 кг/м3.

Плотность бурового раствора.

Плотность бурового раствора ρm определяется как отношение массы данной пробы бурового раствора к его объему. Плотность зависит от количества твердой фазы в буровом растворе. Плотность бурового раствора можно определить по формуле:

ρm = (Мω+ Мѕ) / Vω+Vs , (4.2)

где Мω, Мs – масса воды (или нефти) и твердой фазы соответственно;

Vω, Vs - объем воды (или нефти) и твердой фазы.

В большинстве случаев ставится задача увеличить или уменьшить плотность бурового раствора. Плотность можно увеличить, добавив твердую фазу, а уменьшить, разбавив его водой, дизельным топливом или путем аэрирования бурового раствора.

studfile.net

Увеличение - плотность - буровой раствор

Увеличение - плотность - буровой раствор

Cтраница 2

В некоторых случаях предусматривается некоторый запас плотности на СПО - увеличение плотности бурового раствора выше значения, необходимого для уравновешивания пластового давления. Это делается для компенсации эффектов свабирования и понижения высоты столба бурового раствора между операциями по доливу при подъеме инструмента.  [16]

Весьма примечателен тот факт, что применение метаса даже при увеличении плотности бурового раствора и его минерализации позволило значительно сократить расход материалов.  [17]

По мере нагнетания утяжеленного бурового раствора давление в бурильных трубах снижают, чтобы компенсировать увеличение плотности бурового раствора. Снижение давления циркуляции производится в соответствии с объемом закачанного бурового раствора, так что конечное давление циркуляции будет иметь место, когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота. В дальнейшем это давление циркуляции поддерживается до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на выходе из скважины.  [18]

И - дополнительные затраты гидравлической мощности, расходуемые на преодоление гидросопротивлений в кольцевом пространстве, пропорциональные увеличению плотности восходящего бурового раствора по сравнении с закачиваемым, rsa счет выбуренной породы.  [19]

Из сказанного следует, что сжимающие напряжения на стенке скважины могут быть уменьшены, а устойчивость ствола повышена путем увеличения плотности бурового раствора.  [20]

Как видно из табл. 1 и построенных на основании ее данных кривых ( рис. 3), по мере увеличения плотностей бурового раствора от 0 до 1 2 г / см3 размер зоны предельного состояния и разрушения породы в приствольном горном массиве закономерно уменьшается при любых исходных прочностных свойствах слагающих стенки пород. Эта закономерность еще более наглядна на рис. 4, где даны максимальные значения величины радиуса зоны предельного состояния в приствольной зоне скважины в зависимости от угла внутреннего трения пород и плотности бурового раствора.  [22]

В процессе бурения для сохранения устойчивости стенок скважины, предотвращения течения солей в условиях высоких температур [8] и предупреждения проникновения в скважину пластовых флюидов ( при разбуривании зон АВПД) возникает необходимость увеличения плотности бурового раствора, что может быть осуществлено введением в него компонентов с повышенной плотностью.  [23]

Допустим, что MI, Vi, pi - соответственно масса, объем и плотность исходного бурового раствора. Для увеличения плотности бурового раствора в него следует добавить твердую фазу. Твердую фазу характеризуют следующие компоненты: М2, Vz, р2 - масса, объем и плотность добавленной твердой фазы.  [24]

При использовании непрерывного метода вымыв пластовых флюидев начинается сразу же за стабилизацией давления после закрытия скважины. К увеличению плотности бурового раствора рекомендуется приступать как можно быстрее. Скорость наращивания плотности зависит как от подачи насоса, так и от эффективности системы приготовления бурового раствора. Необходимо отметить, что в случае проявления большой интенсивности равновесной плотности бурового раствора может оказаться недостаточно для глушения. Цирк

www.ngpedia.ru

Увеличение - плотность - буровой раствор

Увеличение - плотность - буровой раствор

Cтраница 1

Увеличение плотности бурового раствора приводит к увеличению гидростатического давления столба жидкости в скважине, что в свою очередь снижает темп разрушения породы на забое, а значит, и механическую скорость бурения. Это особенно заметно в мягких и пластичных породах.  [1]

Однако увеличение плотности буровых растворов из комплекса неглинистых отложений требует дополнительного диспергировании с учетом направленного регулирования состава и свойств бурового шлама.  [2]

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В случаях когда геологические условия позволяют, следует использовать в качестве промывочной жидкости воду, газ или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной способности высокой скоростью движения в затрубном пространстве.  [3]

С увеличением плотности бурового раствора темп разрушения породы на забое, как правило, снижается. Причиной этого является в основном рост гидростатического давления столба бурового раствора на забой скважины.  [4]

Так, увеличение плотности бурового раствора неизбежно влечет за собой снижение его теплоемкости.  [6]

Следующий метод - увеличение плотности бурового раствора в скважине - предусматривает точное знание состояния вскрытых пластов и применим в тех случаях, когда пласты могут выдерживать повышенные давления, так как в противном случае в скважине могут возникнуть поглощения и газонефтепрояв-ления.  [7]

Повышенное давление способствует увеличению плотности бурового раствора и, как следствие, снижению скоростей бурения, увеличению вязкости фильтрата в РУО и снижению фильтрационных потерь, а на скорость фильтрации влияет незначительно.  [8]

Интенсивность проявления характеризуется увеличением плотности бурового раствора, необходимым для глушения скважины. Она определяется разницей между пластовым давлением и гидростатическим давлением бурового раствора. По существу, это показатель движущей силы притока флюида в скважину, и от интенсивности в какой-то мере зависит размер проявления. Влияние интенсивности проявления на максимальное давление в обсадной колонне показано на рис. 3.8. Этот график построен для уже рассмотренной типичной скважины при постоянном начальном объеме притока; тем не менее при более высокой интенсивности проявления при прочих равных условиях ожидается повышенный размер проявления.  [10]

www.ngpedia.ru

Повышение - плотность - буровой раствор

Повышение - плотность - буровой раствор

Cтраница 1

Повышение плотности буровых растворов железистыми утяжелителями, как известно, сложно и дорого из-за необходимости перевозки больших количеств утяжелителя к месту бурения, а также затрат средств и времени на их заготовку. При проходке скважин на растворах высокой плотности, утяжеленных указанными минералами, заметно ухудшаются технико-экономические показатели бурения.  [1]

Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.  [2]

Повышение плотности буровых растворов железистыми утяжелителями сложно и дорого из-за необходимости перевозки больших количеств утяжелителей к месту бурения, а также на их заготовку.  [3]

Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора.  [4]

Во-вторых, при повышении плотности бурового раствора в процессе бурения путем приготовления пульпы резко увеличивается избыточный объем раствора, что обусловливает высокий расход утяжелителей. В-третьих, количественно оценить степень гидрофобизации поверхности частиц утяжелителя в пульпе, например по коэффициенту флотируемости Кф [83], невозможно, что приводит часто к недостаточной гидрофобизации поверхности утяжелителей и, как следствие, к потере стабильности буровых растворов на углеводородной основе.  [5]

Следующим этапом работы на буровой является повышение плотности бурового раствора.  [6]

С учетом всех этих факторов для повышения плотности буровых растворов в США стали пользоваться исключительно баритом.  [7]

Следующим этапом работы на буровой является повышение плотности бурового раствора.  [8]

На рис. 19 показано влияние дифференциального давления и повышения плотности бурового раствора на показатели работы долот. Под дифференциальным давлением понимается разность между гидростатическим и пластовым давлениями.  [10]

Чем шире ассортимент утяжелителей, тем легче решать задачи повышения плотности буровых растворов при обеспечении других их свойств. В ряде случаев утяжелители должны растворяться в специальных жидкостях ( кислотные обработки), что позволяет, например, уменьшать кольматацию продуктивных горизонтов. Для этих целей могут быть использованы карбонат кальция или сидерит.  [11]

Барит - единственный минерал, используемый в больших количествах для повышения плотности буровых растворов. Поэтому на протяжении многих лет его интенсивно исследовали с целью разработки необходимых технических требований.  [12]

Из формул (1.28) и (1.29) также следует, что развитие предельной области можно ослабить или даже исключить повышением плотности бурового раствора. Действительно, при наличии на стенках скважины непроницаемой пленки давление раствора должно способствовать сохранению устойчивости ствола за счет снижения концентрации действующих напряжений. Однако, если такая пленка

www.ngpedia.ru

Влияние плотности бурового раствора на механическую скорость - Техника и технологии строительства скважин

Никто не замечал, есть ли разница в мех. скорости при бурении на растворах с разностью уд. веса в пределах от 2 до 6 соток?

Если вспомнить теорию, то увеличение плотности бурового раствора приводит к уменьшению мех. скорости

Это-то да. Бароид и результаты испытаний приводит по американским месторождениям. Там зависимость очень даже чётко просматривается. Но меня интересуют аналогичные данные по нашим месторождениям :biggrin: .

Ие-е-ех.... Есть такая книга - "Библия" буровика, точнее одна из "библий"... <img src='http://www.oilforum.ru/public/style_emoticons/<#EMO_DIR#>/smile.gif' alt=':glare:' />

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Бурение нефтяных и газовых скважин

Вот цитата из этой книги:

На примере площадей Днепровско-Донецкой впадины В.П. Мациевский показал влияние плотности бурового раствора на механическую скорость проходки. С увеличением плотности бурового раствора от 1,2 до 1,4 механическая скорость проходки уменьшалась почти вдвое.

Плотность бурового раствора, г/см3 ............. 1,20 1,24 1,28 1,32 1,35 1,40

Механическая скорость проходки, м/ч ........ 7,4 6,6 6,0 5,0 4,5 4,2

О! Спасибо :biggrin: .

Никто не замечал, есть ли разница в мех. скорости при бурении на растворах с разностью уд. веса в пределах от 2 до 6 соток?

По работе PDC есть интересный опыт по Западной Сибири, где бурение идет по глинам. Средняя мех. скорость под эксплуатационку 21-80 м/ч (это кто как может <img src='http://www.oilforum.ru/public/style_emoticons/<#EMO_DIR#>/smile.gif' alt=':glare:' /> ).

Прикол в том, что у всех буровых контор, даже при буржуйском растворном сервисе, система очистки не позволяет оперативно реагировать на изменении структуры выносимого шлама. При входе в мягкие пропласки можно получить скачок удельного веса на исходне 2-4 сотки, и при этом рост мех скорости на 10-20%. Как правило через некотрое время, после аврала в насосном блоке, удается понизить параметры до требуемых.

Однозначно можно сказать, что при искусственном утяжелении раствора, особенно на вскрытии продуктивных пластов, когда "умники" с дипломами англицких финансовых школ тупо не желают отключать соседние скважины с ППД скачок с 1,16 до 1,60 роняет мех скорость для PDC долот с ВЗД до 2-х раз.

www.tek-ads.ru


Смотрите также